Olje i 100 år

Ekofisk-feltet startet produksjonen i 1971. To år etter at det ble funnet. Siden den gangen har det gjennom 43 år blitt produsert 39 milliarder fat oljeekvivalenter på norsk sokkel. Det aller meste – 27 milliarder fat – er olje (inklusive NGL og kondensat). Det tilsvarer Norges nåværende forbruk i omtrent 295 år (vi brenner av omtrent 250.000 fat per dag).
I dag er 77 felt i produksjon. Samtidig er 13 felt under utbygging, mens 12 felt er nedstengt fordi de ikke lenger er økonomisk lønnsomme. Om ikke lenge vil det 100. feltet blitt satt i produksjon.
Statistikken forteller også at 66 prosent av oljen og 41 prosent av gassen som er funnet frem til nå allerede er produsert. Med «funnet» menes solgt, reserver, samt ekstra mengder med olje og gass i felt og funn der det ennå ikke er tatt en beslutning om utbygging.
Fordi oljeselskapene fortsatt leter etter nye ressurser, både i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet, foruten at det kan ligge olje og gass utenfor Jan Mayen, må vi forvente at det vil gjøres enda flere funn som kan omklassifiseres til reserver den dagen det blir tatt en beslutning om utbygging.[1] Tallene over refererer seg altså ikke til de totale mengdene med olje og gass på norsk sokkel.
[1] Vi snakker kun om reserver etter at det er tatt en beslutning om utbygging. På det tidspunkt endres også status fra «funn» til «felt».

Det meste ligger der fortsatt
Tallene referert til ovenfor fremkommer av rapporten som Oljedirektoratet la frem i april: «Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel 2014. Felt og funn». Den omhandler ressursene som har blitt funnet siden den aller første brønnen ble boret i 1966 (GEO 07/2009; «Nesten utblåsning – deretter gigantfunn»).
Årets rapport er en oppfølger av den rapporten Oljedirektoratet la frem i fjor som er en vurdering av hvor mye olje og gass som det gjenstår å finne på norsk sokkel («Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel 2013. Leting»).
Vi kan slå fast at de gjenværende ressursene på norsk sokkel, etter Oljedirektoratets oppfatning, utgjør om lag 50 milliarder fat oljeekvivalenter (o.e.), hvor de påviste ressursene (felt, samt betingede ressurser i funn og felt) utgjør 31 milliarder fat o.e. (63 prosent), mens det altså gjenstår å finne 19 milliarder fat o.e (37 prosent).
Vi har altså produsert mer enn det som er funnet (som anført ovenfor). Men gjennom ytterligere funn i årene som kommer, mener Oljedirektoratet at det er mer olje og gass å produsere (anslagsvis 50 milliarder fat o.e.) enn det vi hittil har produsert og solgt i løpet av 43 år (39 milliarder fat o.e.).
Vi bør dermed kunne trekke den konklusjonen at oljeindustrien i Norge slett ikke nærmer seg slutten. Det er tilgjengelige ressurser for flere titalls år med produksjon. Omtrent like sikkert er det imidlertid at produksjonen vil avta frem mot neste århundreskifte.

Lenge til solnedgangen
De historiske produksjonstallene, i kombinasjon med ressursestimatene, kan fortelle oss noe om hvor lenge oljealderen vil vare.
Det har hittil blitt produsert 27 milliarder fat olje. Det betyr at den gjennomsnittlige produksjonen gjennom 43 år har vært 1,7 millioner fat per dag. Toppårene var 2000 og 2001. Da ble det i snitt produsert 3,1 millioner fat per dag. Siden den gang har det imidlertid gått jevnt nedover. I fjor nådde produksjonen et bunnivå på knapt 1,5 millioner fat olje per dag.
I følge Oljedirektoratets prognoser vil oljeproduksjonen holde seg stabil de neste fem årene. På sikt må vi likevel regne med at den gjennomsnittlige oljeproduksjonen vil falle.
Hvis vi antar at de gjenværende ressursene er 24,5 milliarder fat olje (Figur 1.1 i rapporten), som er Oljedirektoratets midlere estimat for reserver i felt, betingede ressurser i funn og felt samt uoppdagede ressurser, og at den gjennomsnittlige, årlige produksjonen vil være én million fat per dag, betyr det at oljealderen vil vare i ytterligere 67 år.
Hvis vi i stedet bruker Oljedirektoratets maksimumsanslag for totale ressurser på 35 milliarder fat olje, kan vi – med antakelsen ovenfor – anslå at oljealderen vil vare i rundt 100 år. Det betyr at Norge vil være en oljenasjon i tre nye generasjoner.
Beregningene er selvsagt ikke «god matematikk», men de gir en liten pekepinn på at «oljeindustrien ikke er en solnedgangsindustri».
Rystad Energy har laget sin egen prognose for den fremtidige oljeproduksjonen. Den har en litt mer vitenskapelig tilnærming gjennom bruk av data for hvert enkelt felt, samt antakelser for produksjonen fra felt og funn (også fremtidige) som kommer i produksjon.
– Frem til i dag har vi produsert nesten 40 milliarder fat olje og gas (oljeekvivalenter; o.e.). I henhold til våre estimater kan vi forvente å produsere ytterligere 60 milliarder fat o.e. innen århundre skiftet. Jeg er derfor enig i at vi ikke snakker om noen «solnedgangsindustri», sier Jan Norgård i Rystad Energy.
– Vi har også inkludert statistiske volumer rundt Svalbard, og her har vi som kjent bare så vidt har begynt å skrape i overflaten. Men klarer vi å overvinne de utfordringene som ligger foran oss, også her, er det mye som tyder på at vi bare er halvveis i det norske oljeventyret, utdyper Norgård.
Jan Norgård har en annen kjepphest. Han mener vi ikke må undervurdere restpotensialet i aldrende felt.
– Ny teknologi, som ikke var der da produksjonen startet, vil etter hvert bli tilgjengelig og gi mulighet til å øke utvinningsfaktoren.
Grafen antyder at norsk olje- og gassproduksjon vil avta jevnt og trutt fra omtrent ti år fra nå. Produksjonen vil reduseres kraftig sammenlignet med dagens nivå. Den samlede olje- og gassproduksjonen vil da være mindre enn 500.000 fat olje per dag og én million fat o.e. per dag. Dermed ikke sagt at dette er lite. Til sammenligning produserte for eksempel Oman og Storbritannia hver i sær drøyt 900.000 fat olje per dag i 2012.

Antall felt øker kraftig
Vi kan også få et bilde på norsk sokkels fremtid ved å se på produksjonsutviklingen gjennom drøyt 40 år.
De store feltene som ble bygd ut på 1970- og 1980-tallet har gått over i en moden fase med fallende oljeproduksjon. De er inne i haleproduksjonen. På Statfjord-feltet er for eksempel bare under én prosent av de opprinnelige utvinnbare oljereservene igjen.
Produksjonen er nå fordelt på flere felt enn de første årene. Antall produserende oljefelt er femdoblet på 25 år. I 1989 var oljeproduksjonen om lag den samme som i 2013. Da var det 15 oljeproduserende felt i drift, og 81 prosent av produksjonen kom fra fire felt som produserte mer enn 100.000 fat olje per dag. I 2013 var det 72 oljeproduserende felt, og 15 prosent av produksjonen kom fra to felt som produserte mer enn 100.000 fat olje per dag.
Det store antallet nye felt som har blitt satt i produksjon siden årtusenskiftet har imidlertid bare delvis kompensert produksjonsfallet fra de store feltene.
Fra felt som har vært i drift i mange år, forventer Oljedirektoratet fortsatt reduksjon i oljeproduksjonen. Enkelte felt er imidlertid revitalisert de siste årene gjennom utbygging av nye produksjonsinnretninger eller økt borekapasitet. Slike tiltak reduserer produksjonsfallet noe for de neste årene. I tillegg er felt med god produksjonskapasitet under oppstart eller utbygging. Dette medfører at Oljedirektoratet forventer en stabilisering av nivået for oljeproduksjon de nærmeste årene.
Rystad Energys produksjonsprognose viser at oljeproduksjonen vil stige og nå en ny topp ca. ti år fra nå. Den tidlige produksjonen på Johan Sverdrup vil være en vesentlig bidragsyter til denne økningen.
Gassalget fra norsk sokkel startet i 1977 med åpningen av gassrør fra Ekofisk til Tyskland og fra Frigg til Storbritannia. Utviklingen i gassproduksjon er forskjellig fra oljeproduksjonen. Et fåtall felt står for størstedelen av produksjonen. I 2013 sto for eksempel fire felt for 62 prosent av produksjonen. Det største er Troll.

Det meste er utbygd
Oljedirektoratets sier det er gjort 434 funn på norsk sokkel mellom den første letebrønnen som ble boret i 1966 og utgangen av 2013. Halvparten av disse er enten bygd ut eller under utbygging.
Det hører med til forståelsen at én utbygging – kalt ett felt – kan bestå av flere funn. Noen funn er så små at de antakelig aldri vil bli satt i produksjon.
Oseberg Sør-feltet kan være et eksempel på at ett felt kan bestå av flere funn. Figuren fra Rystad Energy demonstrerer at Oseberg Sør ble funnet i 1984, og at det frem til 2008 ble gjort ytterligere ni funn i umiddelbar nærhet. Noen av disse tilhører hovedstrukturen, mens andre tilhører separate prospekter utenfor denne. Men alle hører altså nå med til Oseberg Sør-feltet.
Om lag 25 prosent av funnene er klassifisert som funn der utvinning er lite sannsynlig, selv på lang sikt. Ressursandelen for disse funnene – om lag én prosent av de totale ressursene – representerer et anslag for mulige teknisk utvinnbare mengder som det med dagens vurderinger ikke er lønnsomt å bygge ut.
TFO-ordningen er imidlertid sterkt motivert at av at det skal bli gjort små funn i nærheten av eksisterende infrastruktur.
Oljedirektoratet har beregnet at 85 prosent av påviste ressurser allerede er bygd ut (men alt dette er ikke produsert, slik det fremgår ovenfor). Sett i det perspektivet, er storhetstiden absolutt bak oss.
Forventede utvinnbare ressurser i funn er estimert til fire milliarder fat utvinnbare o.e. Vi må ikke forveksle dette med reserver. Begrepet reserver brukes kun om ressurser som er besluttet utbygd. Oljedirektoratet fremholder at det meste av dette enten er i planleggingsfasen eller forventes utbygd.

Mange flere aktører
Antallet oljeselskap på norsk sokkel har økt kraftig de siste 15 årene. Ved utgangen av 2000 var det 28 oljeselskap, og ved utgangen av 2013 var det 56 selskap. I siste TFO-runde (TFO2013) søkte 47 selskaper om nytt leteareaal.
Oljedirektoratet forteller i sin rapport at oljeprisen lå på rundt ti dollar per fat mot slutten av 1990-tallet, og at den lave prisen medførte en betydelig konsolidering i bransjen. Fusjoner førte til at de internasjonale selskapene ble færre og større. Dette skjedde samtidig med at norsk sokkel hadde utviklet seg til en mer moden petroleumsprovins. Konsekvensen var avtakende funnstørrelser, og at de store, internasjonale oljeselskapene mistet interessen. De er som regel kun på jakt etter «storvilt».
For å øke verdiskapingen fra modne områder, så norske myndigheter seg tvunget til å sette i verk flere tiltak. Et viktig grep var å åpne for at flere selskap kunne bli rettighetshavere. Ordningen med prekvalifisering og skatterefusjon var svært avgjørende i så måte. Mindre og mellomstore olje- og gasselskap uten produksjon fikk med ett den økonomiske muligheten til å etablere seg på norsk sokkel ved at 78 prosent av utgiftene til leting blir refundert av staten. Resultatet var at mange utenlandske selskaper begynte å lete, men også at norske selskaper ble med i konkurransen om de beste, gjenværende prospektene. Ordningen med årvisse lisensrunder i modne områder (TFO-rundene) kom i 2003. På den måten blir det hvert eneste år gjort areal tilgjengelig som oljeselskapene kan søke på.
Funn fra TFO-rundene bidrar i høy grad til verdiskapingen på norsk sokkel. Funnet av Johan Sverdrup forsvarer antakelig ordningen alene.

Gir forståelse
Oljedirektoratets «Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel 2014. Felt og funn» er svært nyttig lesning for alle som ønsker å forstå norsk olje- og gassproduksjon. Det gjelder hva som har skjedd, men også hva som kommer til å skje.
Det vi savner er en produksjonsprognose for de neste 50 årene. Eller kanskje de neste 100? For Oljedirektoratet er en av få institusjoner som med autoritet kan fortelle det norske folk hvor lenge oljealderen vil vedvare.